低滲透油田套損井壓裂技術(shù)應(yīng)用與效果分析

于海山 劉洪俊 王慶太

（大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠）

大慶長垣外圍某低滲透油田儲(chǔ)層砂體薄互層多、連續(xù)性差、非均質(zhì)性強(qiáng)，油藏分布零散。經(jīng)過30 余年的開發(fā)，油田已處于高含水開采階段，油井產(chǎn)量遞減快、措施覆蓋率高，重復(fù)壓裂增油少、受效短，剩余油挖潛難度越來越大[1-3]。

面對壓裂選井、選層困難，措施增油效果變差的難題，一些未進(jìn)行過壓裂的套損井成為了剩余油挖潛的目標(biāo)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，某低滲透油田現(xiàn)有套損修復(fù)井580 余口，其中未進(jìn)行過壓裂的有317 口井，具有壓裂措施潛力。但是，這些套損修復(fù)井的套變修復(fù)處套管內(nèi)徑減小，利用常規(guī)壓裂工具很難實(shí)施壓裂[4-5]。由于低滲透油田儲(chǔ)層砂體特征為射孔層位多、距離小，需要壓裂的層位多，措施改造規(guī)模又要求單層加砂量大。因此，探索低滲透油田套損井壓裂技術(shù)與應(yīng)用效果，對指導(dǎo)低滲透油田剩余油挖潛具有重要意義。

1 套損井壓裂技術(shù)現(xiàn)狀

套損井壓裂要解決的核心技術(shù)是保證壓裂工具順利通過套損修復(fù)點(diǎn)，就必須使封隔器和噴砂器的直徑變小并且能正常發(fā)揮作用。各油田對小直徑的封隔器和噴砂器進(jìn)行了研究。

大慶油田在2004 年就開始了小直徑封隔器和噴砂器方面的研究，研制的?105 mm 小直徑封隔器承壓差35 MPa、承溫小于50 ℃，?105 mm 小直徑噴砂器最大加砂量為12 m3，通過雙封單卡工藝管柱進(jìn)行壓裂。2006 年在大慶長垣油田進(jìn)行了套變修復(fù)井壓裂試驗(yàn)，采用技術(shù)可對套管修復(fù)處內(nèi)徑大于?108 mm 的井進(jìn)行壓裂，可不動(dòng)管柱坐壓2層，單井加砂量為24 m3，無法對?105~108 mm 的套管修復(fù)井進(jìn)行壓裂，工藝管柱無法進(jìn)行3 層及以上的多層壓裂。新疆吐哈油田在2008 年進(jìn)行了套損井壓裂試驗(yàn)，技術(shù)應(yīng)用?100 mm 小直徑封隔器和噴砂器可對套管修復(fù)點(diǎn)內(nèi)徑大于?105 mm 的套損修復(fù)井進(jìn)行壓裂。小直徑噴砂器最大加砂量為37 m3，不足之處是管柱未增加錨定機(jī)構(gòu)，只能坐壓施工1 層。

近年來，各油田的套損修復(fù)井壓裂工藝技術(shù)都在不斷的完善[6-8]。2018 年大慶油田小直徑壓裂工藝就實(shí)現(xiàn)了對套管內(nèi)徑大于?104 mm、承溫小于100 ℃的井適用，其封隔器承壓差50 MPa，單支噴砂器最大加砂量為40 m3，不動(dòng)管柱坐壓4 層。但是，現(xiàn)有技術(shù)并沒有對套損修復(fù)點(diǎn)保護(hù)的研究，當(dāng)套損修復(fù)點(diǎn)距離壓裂層位較近時(shí)，容易對套損修復(fù)點(diǎn)產(chǎn)生二次變形，若無有效措施，將無法進(jìn)行壓裂。所以，還需要對套損修復(fù)點(diǎn)距離壓裂層位較近時(shí)的壓裂管柱結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，保護(hù)套變修復(fù)點(diǎn)不會(huì)發(fā)生二次變形[9-10]。

2 套損井壓裂技術(shù)

2.1 套損修復(fù)井壓裂管柱結(jié)構(gòu)

針對套損修復(fù)井壓裂需求，應(yīng)用了?95 型小直徑封隔器和噴砂器，?95 型小直徑封隔器抗內(nèi)壓強(qiáng)度50 MPa、耐溫120 ℃；?95 型小直徑噴砂器最大施工排量為4.5 m3/min，單層最大加砂量為40 m3，利用滑套式噴砂器A、B、C 和噴砂器D 四種型號的噴砂器（A、B、C 表示可根據(jù)單層加砂量采用不同型號的滑套式噴砂器，不是單指某種型號的滑套式噴砂器；D 為常規(guī)噴砂器），?95 型水力錨形套損修復(fù)井大砂量多層壓裂管柱配置見圖1，可對套管修復(fù)后內(nèi)徑大于?100 mm 的套損修復(fù)井進(jìn)行不動(dòng)管柱4 層壓裂，滿足大慶長垣外圍低滲透油田的小直徑、大砂量、多層位壓裂措施需求[11-12]。

圖1 ? 95 型水力錨形套損修復(fù)井大砂量多層壓裂管柱配置Fig.1 Configuration of large sand volume multi-layer fracturing string for casing loss repair well with ? 95 hydraulic anchor

2.2 套損點(diǎn)壓裂管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化

套損井壓裂的重點(diǎn)是對套損修復(fù)點(diǎn)的保護(hù)，不僅要使壓裂管柱順利通過套損修復(fù)點(diǎn)，還要避免傷害。為降低對套損修復(fù)點(diǎn)的二次傷害，對套損修復(fù)井大砂量多層壓裂管柱結(jié)構(gòu)進(jìn)行了優(yōu)化。基于套損點(diǎn)保護(hù)的壓裂管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化配置見表1。若套變修復(fù)點(diǎn)與壓裂層之間的距離為d，根據(jù)套損點(diǎn)與壓裂層之間的位置關(guān)系采用不同的結(jié)構(gòu)坐封，形成四種保護(hù)套損修復(fù)點(diǎn)的優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)。

表1 基于套損點(diǎn)保護(hù)的壓裂管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化配置Tab.1 Configuration of fracturing string structure optimization based on casing loss point protection

3 技術(shù)應(yīng)用效果

3.1 技術(shù)應(yīng)用情況

套損修復(fù)井大砂量多層壓裂技術(shù)現(xiàn)場試驗(yàn)應(yīng)用6 口井，小直徑封隔器和噴砂器順利通過套變修復(fù)點(diǎn)，順利實(shí)施套損修復(fù)井壓裂，最多坐壓4層，平均坐壓3.3 層、砂巖厚度為2.6 m、有效厚度為1.1 m、液量為108.5 m3、砂量為15.4 m3、加砂強(qiáng)度為6.1 m3/m， 套變修復(fù)井最小直徑為100.9 mm，實(shí)現(xiàn)套變修復(fù)井內(nèi)徑大于?100 mm 的多層大砂量壓裂。套損修復(fù)井大砂量多層壓裂井基本情況見表2。

3.2 應(yīng)用效果

6 口套損修復(fù)井壓裂后，初期平均單井增液為2.8 t/d，增油為3.1 t/d，增油強(qiáng)度為1.2 t/d·m，含水率下降33.8%；目前，平均單井增液為0.3 t/d，增油為0.5 t/d，含水率下降8.2%，平均單井措施有效期236 d，累積增油1 737.6 t。套損修復(fù)井大砂量多層壓裂效果對比見表3。

表3 套損修復(fù)井大砂量多層壓裂效果對比Tab.3 Comparison of large sand volume and multi-layer fracturing effects of casing loss repair wells

6 口井的成功壓裂和持續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)效果說明，基于套損修復(fù)點(diǎn)保護(hù)而優(yōu)化設(shè)計(jì)的四種管柱結(jié)構(gòu)起到了套損修復(fù)點(diǎn)保護(hù)的效果，不動(dòng)管柱多層壓裂過程并沒有對套損修復(fù)點(diǎn)產(chǎn)生二次傷害，技術(shù)達(dá)到了設(shè)計(jì)目標(biāo)，滿足了套損井壓裂對套損修復(fù)點(diǎn)保護(hù)的技術(shù)需求。

3.3 技術(shù)效果對比與評價(jià)

在相同地域且壓裂規(guī)模相近的情況下，將套損修復(fù)井壓裂效果與重復(fù)壓裂、轉(zhuǎn)向壓裂效果進(jìn)行對比：正常井重復(fù)壓裂初期增油為1.9 t/d，增油強(qiáng)度為0.6 t/d·m，投入產(chǎn)出比為1∶2.8；正常井轉(zhuǎn)向壓裂初期增油為2.5 t/d，增油強(qiáng)度為0.9 t/d·m，投入產(chǎn)出比為1∶3.2；套損修復(fù)井壓裂初期增油為3.1 t/d，增油強(qiáng)度1.2 t/d·m，投入產(chǎn)出比達(dá)到1∶3.7。小直徑大砂量多層壓裂與重復(fù)壓裂效果對比見表4。

表4 小直徑大砂量多層壓裂與重復(fù)壓裂效果對比Tab.4 Comparison of the effects of multi-layer fracturing and refracturing with small diameter and large sand volume

套損修復(fù)井壓裂較重復(fù)壓裂與轉(zhuǎn)向壓裂的增油強(qiáng)度大、衰減慢、有效期長，通過投入產(chǎn)出比的對比，套損修復(fù)井壓裂的經(jīng)濟(jì)效益最佳，可見套損修復(fù)井具有較大的措施挖潛潛力，也進(jìn)一步擴(kuò)大了措施選井選層空間[13-15]。

4 結(jié)論

1）套損點(diǎn)是套損井再次壓裂必須重點(diǎn)關(guān)注的部位，不僅壓裂管柱要順利通過套損點(diǎn)，在壓裂時(shí)還不能承受較大的壓力?；谔讚p點(diǎn)保護(hù)的四種壓裂管柱配置，有效預(yù)防了壓裂過程對套損修復(fù)點(diǎn)造成的二次變形傷害。

2）不動(dòng)管柱多次壓裂在套損井壓裂中優(yōu)勢比較明顯，盡量減少移動(dòng)管柱，避免套損修復(fù)點(diǎn)二次形變。該工藝能夠?qū)崿F(xiàn)不動(dòng)管柱一次坐壓4 層，避免了壓裂過程中多次移動(dòng)管柱對套損修復(fù)點(diǎn)的傷害，并且平均增油3.1 t/d，技術(shù)效果與經(jīng)濟(jì)效益均優(yōu)于重復(fù)壓裂、轉(zhuǎn)向壓裂。

3）該工藝技術(shù)為對套損修復(fù)井的剩余油挖潛提供了技術(shù)支撐，擴(kuò)大了大慶長垣外圍低滲透油田措施選井、選層空間，具有廣闊的應(yīng)用前景。